在实现“双碳”目标、构建新型电力系统的过程中，储能扮演重要角色。当电力现货、带曲线中长期交易等机制健全时，不同时段的电能会被科学、准确地定价，储能项目的主要盈利模式是“低价时段充电、高价时段放电，获取峰谷价差”。因此，储能投资者非常关心电力市场中峰谷价差的水平和持续性。本文尝试从峰谷价差的来源和存在条件入手，分析未来电力系统中峰谷价差的变动趋势，并对长周期储能、综合能源服务、虚拟电厂等有关热点进行补充说明。

为方便论述，本文不讨论各主体发用功率和电能价格的“随机性”，即单个时段发用电功率或电能价格水平的不确定性，以及储能项目在应对这种“随机性”方面的价值，而只针对发用行为和电能价格的“波动性”进行分析。波动性是指发用功率或电能价格在若干连续时段（通常是一天）内确定性的高低起伏。波动性也可以理解为，发用功率和电能价格这两个随机变量期望值的高低起伏。

峰谷价差有两个来源和一个存在条件

不同时段电能商品的价差，有两个来源。一是不同时段电能商品的供需关系不同，导致电能商品生产的边际成本不同。二是若干个连续的时段内，发电和用电设备的调节能力存在约束，发用行为无法对价格信号做出敏捷反应。

静态来看，在每个时段内由于用电需求量不同，系统边际供电支出不同，按边际定价原则就会形成不同的价格。按总购电支出最小原则进行市场出清时，在不考虑机组灵活性等约束的情况下，应按报价从低到高确定中标机组。在用电低谷时段时，边际成本为零并可报零价的风电、光伏就可以满足需求；随着用电需求增加，需要依次让水电、核电、火电、天然气等边际成本较高，报价也随之升高的机组出力顶峰，系统边际购电支出随之上升。根据“价格等于边际支出为最优”的经济学原理，不同时段就形成了不同的价格。

动态来看，在连续的若干时段之间，核电、火电等发电机组出力灵活调节能力不足，不能完全根据市场形势调整发用行为，也会拉大价差。对于常规商品来说，如果某个时点上价格低于厂商的边际成本，企业应该减产停工。这一过程会引起市场中供给减少、价格上升。但在电力市场中，发电机组普遍存在比较高的最小技术出力（低于此出力就无法维持稳定的工作状态），以及比较长的起停机时间和不菲的起停机成本。这就使得当用电需求在一日之内有很大起伏时，电力供给的调节灵活性跟不上，更容易形成很大的峰谷价差。在部分国家及我国的一些现货试点省份，一天之内同时出现很高的高峰价格和为零甚至为负的低谷价格，已经是普遍现象。

不同时段电能商品的价差能够稳定存在，是因为电能商品无法低成本、大规模储存。当一种商品能够被廉价、大量储存时，套利者可以在低价时段购入商品，待到高价时再售出套利，使两个时段间价差收窄至与储存商品的成本持平。但长期以来电能量的储存成本很高，电能数个小时的储存成本就会高于生产成本，不同时段间的电能价差很难被套利抹平。

峰谷价差扩大是发用两侧转型下的趋势

阐明峰谷价差的来源后，判断峰谷价差的发展趋势就有了依据。目前，对于推动峰谷价差缩小的因素，即包括加装储能在内的提升电力系统灵活性的因素，已经被充分研究和关注。这就引起了峰谷价差是否会快速收窄的疑问。实际上，从发电和用电两侧的变革趋势来看，峰谷价差扩大的推动因素也不可小觑，可能在未来5—10年都占主导地位。

从发电侧来看，光伏、风电的波动性将拉大峰谷价差。以光伏发电为例，其对于峰谷价差的拉大作用首先体现在发电量的集中性上，即所有的电量集中于白天，并在正午时达到最大。在我国山东等地区，大量的光伏装机使得午间时段电力供给完全压倒需求，十二点左右时常出现零电价甚至负电价。光伏对峰谷价差还有另一种拉大作用：它增加了对电力系统爬坡能力的需求。例如在下午三点后，光伏功率迅速衰减，这会产生一个快速扩大的功率缺口，需要煤电、气电等可控机组进行跟踪填补，这要求发电侧有很高的总爬坡速度（单位：兆瓦/秒）。提升发电侧的总爬坡速度有两个主要方式，都会拉高峰谷价差：一是增加煤电的开机数，这会让低谷时不能压减的刚性供给更多，进一步压低谷价；二是增加能灵活调节的燃气机组，而燃气机组度电成本很高，会抬升峰价。

从用电侧来看，我国的经济结构变迁也对峰谷价差有拉大作用。目前我国的总用电量中，第二产业占比高达68%，第二产业中又以重工业、高耗能用户为主，其用电曲线往往十分平直，很少在日内波动。但随着我国经济结构调整和居民生活水平改善，第三产业和居民用电的占比将不断提高，目前发达国家的总用电量中工业、商业和居民约各占三分之一。第三产业和居民用户的负荷特性，呈现更明显的峰谷波动特征。第三产业往往是营业时间内连续十几个小时用电，打烊时便不再用电；而居民往往是有早、晚两个高峰，工作和睡眠时间用电不多。这就意味着总体负荷曲线会呈现更明显的峰谷起伏，而且往往不能与光伏出力曲线重合，例如零售业的用电高峰开始于上午十点，比日出晚数个小时；结束于晚上九点，比日落也晚数个小时。这些时段中就会出现供需不匹配。

对“峰谷价差”的理解应完整、全面

一是不能只关注日内峰谷价差，“长周期”储能是低碳电力系统的刚需。电力供需不匹配不仅存在于日内场景，从发电侧来看，风电机组的波动性往往按周、月体现，水电机组的波动性会按月、年体现；从用电侧来看，在不同季节，用电需求也会随着气温、订单工期而波动。因而在周、月尺度上，也会形成电价差。当可再生能源装机占比增加，过去通过燃料库存来进行发用平衡的方式不再有效后，对长周期经济储能项目的需求也会增加。

二是“谷充峰放”的周期长度对储能项目经济性影响巨大。目前比较成熟的抽蓄、电化学等技术路线，其成本的决定因素都是“库容量”，即抽蓄项目的上水库规模和电化学项目的电池组容量，所以频繁深度充放才能摊薄库容产生的固定成本，运行经济性严重依赖于一年内的周转次数，这使其不适合做长周期储能。但正在不断进步的氢储能，由于其成本更多的集中在“吞吐功率”上，即制氢和发电设备上（相当于电化学项目的PCS装置），固定式储氢设备成本占比相对不高，因此氢储能项目在比较低的年周转次数下就可以实现经济运行，理论上也就更适合进行跨周、跨月的长周期储能。

三是储能的“削峰填谷”功能面临其他技术路线的竞争，如综合能源服务和虚拟电厂。弥合发用电时间错配的，并非必然依赖“储（电）能”。从物理上来看，如果用电本身是为了制冷或制热，就不如直接进行成本更低的储冷或储热，这里衍生出了空调冰蓄冷、冷库智能控制、锅炉蓄热等一系列“综合能源服务”范畴的业务。从机制上来看，用价格手段也可以更好的调节发用矛盾，一方面价格信号可以激励火电做好灵活性改造，另一方面也推动整合用户侧可调资源来响应价格信号，这正是“虚拟电厂”等概念的源头。